浙江省新型储能项目管理办法（暂行）（征求意见稿）公开征求意见

　　储能中国网获悉，日前，浙江省发展和改革委员会发布关于《浙江省新型储能项目管理办法(暂行)》(征求意见稿)公开征求意见的通知。其中，电源侧、电网侧以及额定功率5兆瓦及以上的用户侧新型储能项目须纳入年度建设计划管理。额定功率低于5兆瓦的用户侧新型储能不纳入规模管控。额定功率以额定充放电功率较大值计。

　　原文如下：

　　关于《浙江省新型储能项目管理办法(暂行)》(征求意见稿)公开征求意见的通知

　　为规范浙江省新型储能项目建设管理，促进新型储能安全、有序、健康发展，省发展改革委组织起草了《浙江省新型储能项目管理办法(暂行)》(征求意见稿)，现向社会公开征求意见。征求意见的时间为2023年11月3日至11月10日。如有修改意见建议，请以信函或电子邮件方式反馈至省能源局新能源处。为方便联系，反馈意见时敬请预留联系方式。

　　联系人：钱金炜;电话：0571-87051759;电子邮箱：jwqian8177@ceec.net.cn;地址：杭州市西湖区省府路8号，邮编：310007。

　　附件：《浙江省新型储能项目管理办法(暂行)》(征求意见稿)

　　浙江省发展和改革委员会

　　2023年11月3日

　　附件：

　　浙江省新型储能项目管理办法(暂行)

　　(征求意见稿)

　　第一章 总则

　　第一条 为规范我省新型储能项目建设管理，促进新型储能安全、有序、健康发展，支撑新型电力系统建设，探索构建新型能源体系，根据《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国行政许可法》《电力监管条例》《企业投资项目核准和备案管理办法》《企业投资项目核准和备案管理条例》《新型储能项目管理规范(暂行)》等法律法规，以及《电网公平开放监管办法》(国能发监管规〔2021〕49 号)《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60 号)《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61 号)《发电机组进入及退出商业运营办法》(国能发监管规〔2023〕48 号)《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》(国能综通安全〔2022〕37 号)《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051 号)《政府核准的投资项目目录(浙江省 2017 年本)》(浙政发〔2017〕16 号)《浙江省加快新型

　　储能示范应用的实施意见》(浙发改能源〔2021〕393 号)《浙江省“十四五”新型储能发展规划》(浙发改能源〔2022〕135 号)，制定本办法。

　　第二条 本办法适用于浙江省内建设(包括新建、改建和扩建)的新型储能项目。本办法中新型储能项目是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。

　　第三条 本办法中电源侧储能是指装设在火电、风电、光伏等电源厂(场)区内，直接接入厂站内部电力设施的新型储能设施;电网侧储能是指直接接入公用电网的新型储能设施;用户侧储能是指在用户内部场地或相邻建设，直接接入用户内部配电设施的新型储能设施，所充电能原则上在用户内部消纳。

　　第四条 新型储能项目管理坚持安全第一、规范程序、稳妥有序的原则，包括规划布局、项目备案、项目建设、项目并网、运行管理、安全管理、监测监督等环节管理。

　　第五条 省发展改革委(能源局)负责全省新型储能项目规划、指导和监督管理，负责制定和发布本省新型储能项目发展规划(以下简称“《发展规划》”);设区市发展改革委(能源局)在省发展改革委(能源局)的指导下，负责本地区新型储能项目年度计划建议的报送及项目建设管理等工作;各县(市、区)发展改革局或投资主管部门负责本地新型储能项目备案、建设管理等工作。浙江能源监管办依据国家有关规定，依职责承担省内新型储能项目质量的监督管理，并对新型储能政策执行、并网调度、市场交易及运行管理进行监管。住建部门、生态环境部门、消防部门、应急管理部门按各自职责做好相关工作。

　　第六条 鼓励市、县(市、区)政府结合当地实际，建立涵盖新型储能项目备案管理、电力接入和竣工验收等工作环节的高效有力服务体系，简化办理流程，提高管理效率。

　　第二章 规划引导

　　第七条 省发展改革委(能源局)负责牵头编制《发展规划》，做好与能源、电力、电网、国土空间等相关规划的衔接，在统筹论证发展基础、发展需求、技术经济等基础上，按照统筹规划、多元发展，安全可靠、市场驱动、示范先行的原则，明确全省新型储能发展目标、规模布局和重点任务，制定年度建设计划，并适时对《发展规划》进行调整。

　　第八条 各设区市发展改革委(能源局)根据省发展改革委(能源局)规划的规模空间，组织报送本地区新型储能项目年度建设计划建议，明确建设规模、项目布局、技术路线、电网接入、应用场景、建设及投产时间等，并按年度建设计划有序安排项目建设。超出本地区规模空间的项目，应由设区市发展改革委(能源局)提出规模空间调增申请，经省发展改革委(能源局)评估同意后，列入年度建设计划并实施。额定功率低于 5 兆瓦的用户侧新型储能不纳入规模管控。额定功率以额定充放电功率较大值计。

　　第九条 电源侧、电网侧以及额定功率 5 兆瓦及以上的用户侧新型储能项目须纳入年度建设计划管理。项目建设单位在申请纳入年度建设计划前，应委托具备资质的工程设计和咨询单位开展可行性研究，并就电网接入方案对接咨询电网企业意见。

　　第三章 备案管理

　　第十条 新型储能项目实行备案管理，由项目所在地县(市、区)投资主管部门负责。项目单位应当在项目开工建设前通过浙江省投资项目在线审批监管平台申请备案，备案内容应包括：

　　(一)项目单位基本情况;

　　(二)项目名称、建设地点、建设规模、建设内容(含技术

　　路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等)、开工投产

　　时间;

　　(三)项目总投资额;

　　(四)项目符合产业政策声明。

　　备案项目应在建设内容中明确本项目为电源侧储能、电网侧储能或用户侧储能。

　　第十一条 风电、光伏等新能源发电项目自建的电源侧储能项目，可与主体工程执行同一备案或核准流程。

　　第十二条 项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目单位应及时告知项目备案机关，并修改相关信息。

　　第四章 项目建设

　　第十三条 能源主管部门与国家能源局派出机构负责新型储能项目建设监督管理。生态环境部门指导项目建设单位开展新型储能项目环境影响评估，并依法依规落实各项生态环保要求。住建部门负责新型储能建设项目的消防设计审查验收管理。

　　第十四条 新型储能项目完成备案后，应抓紧落实各项建设条件，按要求完成项目安全性评价和消防安全方案评审，在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设。

　　第十五条 新型储能项目的建设应符合国家及省级有关管理规定和标准规范要求，承担项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定的相应资质。

　　第十六条 新型储能项目需强化设备监造与到货抽检管理，主要设备应满足相关标准规范要求，通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求，鼓励使用具有自主知识产权的创新储能产品。

　　第十七条 新型储能项目建设、勘察、设计、施工、监理等单位应按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全、消防、环保等管理程序，落实安全责任。

　　第十八条 新建动力电池梯次利用储能项目，参照国家能源局《新型储能项目管理规范(暂行)》有关要求进行管理。

　　第十九条 项目建设单位须在项目投产前组织开展竣工验收，按照国家相关规定办理工程质量监督手续。项目所在地住建部门按照《建设工程消防设计审查验收管理暂行规定》开展新型储能建设项目消防验收。

　　第五章 项目并网

　　第二十条 对于电源侧、电网侧储能项目，电网企业应根据《发展规划》，统筹开展配套电网工程规划和建设，配套电网工程应与新型储能项目建设相协调;对于用户侧新型储能项目，电网配套工程改造和建设由电网企业负责，用户内部配电设施改造和建设由项目建设(运维)单位负责。各级能源主管部门负责做好协调工作。建设单位应对接电网企业办理新型储能项目接入手续。

　　第二十一条 电网企业应建立和完善新型储能项目接网服务流程，公平无歧视为已备案且满足安全技术要求的新型储能项目提供接入服务。

　　第二十二条 开展电化学储能电站并网检测应当委托具备储能专业检测检验资质的机构。并网验收前，要完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。

　　第二十三条 电网企业应按有关标准和规范要求，明确并网调试和验收流程，并开展新型储能项目的并网调试和验收工作。

　　第二十四条 电力调度机构按照平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，与通过并网验收的新型储能电站签订并网调度协议。

　　第二十五条 电网企业负责新型储能项目充、放电量的计量，对新型储能项目的全部充、放电量和上网电量(用户侧新型储能项目除外)分别计量，并免费提供并安装电能计量表。

　　第二十六条 电网侧储能项目满足规定的准入条件，并在交易中心完成注册手续后，可参与市场化交易。电源侧储能项目应

　　与发电项目为同一整体，用户侧储能项目应与用电项目为同一整体，参与市场化交易，无需单独履行注册手续。

　　第二十七条 鼓励新型储能项目按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复等辅助服务。

　　第六章 运行管理

　　第二十八条 电网企业应基于新型储能项目功能定位，按照法律法规和技术规范要求，采取系统性措施，推动参与市场化交易，优化调度运行机制，科学优先调用，充分发挥新型储能系统作用。

　　第二十九条 电网企业在主管部门授权下，按照调度管辖范围具体实施所辖电网内的新型储能项目参与《华东区域电力并网运行管理实施细则》的管理与考核。

　　第三十条 在发生危及电力系统安全事故(事件)及其他电网需要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一调用。

　　第三十一条 新型储能应按照相关标准和规范要求，配备必要的通信信息系统。并网电压等级 10 千伏及以上的新型储能项目应具备向电网企业调度部门上传运行信息、接受调度指令的功能。

　　第七章 安全管理

　　第三十二条 项目建设单位(法人)应严格遵守安全生产有关法律法规，落实安全生产主体责任，建立健全各项安全生产管理制度和操作规程。项目建设单位(法人)的主要负责人为新型储能电站安全生产第一责任人，全面负责储能电站的日常运行维护管理工作，在委托运维单位进行电化学储能电站运行维护时，应当明确双方的安全责任，并监督运维单位严格执行运行维护相关的各项法律法规与国家(行业)标准，履行相关安全职责。

　　第三十三条 项目建设单位应加强安全风险评估与论证，合理确定电化学储能电站选址、布局和安全设施建设，安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。

　　第三十四条 项目建设单位加强施工现场管理，对重点部位、重点环节加强监控，定期组织开展施工现场消防安全检查。

　　第三十五条 额定功率 5 兆瓦及以上的储能电站应设置现场值班人员。极端天气时，储能电站均应设置现场值班，做好人员值守。设有消防控制室的储能电站，落实 24 小时值班制度。

　　第三十六条 项目建设(运维)单位应定期组织储能电站从业人员开展教育培训，确保熟悉电站电池热失控、火灾特性，掌握消防设施及器材操作规程和应急处置流程。电站控制室、电池室等重点部位的工作人员应当通过专业技能培训和考核，具备消防设施及器材操作能力。

　　第三十七条 项目建设(运维)单位应加强应急能力和应急预案体系建设，结合新型储能事故特点，编制本单位应急预案，每半年至少组织开展一次应急演练，电化学储能电站要定期组织开展电解液泄漏处置、电池热失控、火灾等演练，及时进行总结评估，并根据实际情况及时修订应急预案;遵循消防有关管理规定，配置消防应急相关资料并及时更新，以满足灭火救援需要。

　　第三十八条 项目建设(运维)单位应做好新型储能项目运行状态监测工作，实时监控新型储能系统运行工况，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作。经整改后仍不满足相关要求的，项目建设(运维)单位应及时采取项目退役措施，依法依规落实项目退役储能电池等设施的处置，确保满足安全、消防、环保等方面的管理要求，并及时报告原备案机关及其他相关单位。

　　第三十九条 国家能源局派出机构根据国家有关规定，依职责负责新型储能项目施工安全、工程质量安全的监督管理以及电力应急和可靠性管理，依法组织或参与电力事故调查处理。应急管理部门负责指导协调新型储能生产安全事故应急救援工作，组织相关部门依法开展新型储能生产安全事故的调查处理工作。消防救援机构负责对新型储能项目建设(运维)单位遵守消防法律、法规情况进行监督检查，依法处理消防安全违法行为，督促火灾隐患整改;组织指挥火灾现场扑救和参加其他重大灾害事故的应

　　急救援;负责调查火灾事故，查清火灾基本事实、成因和事故责任。

　　第八章 监测监督

　　第四十条 省发展改革委(能源局)会同浙江能源监管办、省建设厅、省消防救援总队、省电力公司等部门和单位加强全省新型储能项目监测管理，建设新型储能项目监测平台和评价中心，实现全省新型储能项目基本信息、运行情况、安全管理等内容的信息化管理。

　　第九章 附则

　　第四十一条 本办法由省发展改革委(能源局)负责解释。

　　第四十二条 鼓励各市、县(市、区)政府结合当地实际出台新型储能项目管理细则。

　　第四十三条 本办法自发布之日起实施。